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O setor elétrico brasileiro, nos últimos anos, tem passado por importantes alterações de cunho estrutural e institucional, mi-grando de uma configuração centrada no monopólio estatal como provedor dos serviços e único investidor para um modelode mercado, com a participação de múltiplos agentes e investimentos partilhados com o capital privado. Esta reestruturaçãofoi estabelecida no bojo da reforma do papel do Estado, iniciada em meados da década de 90, possibilitada, por sua vez, peladisposição constitucional de 1988. Esta possibilidade sustentou também a execução da privatização de ativos de serviços deenergia elétrica sob controle estadual e federal, onde se inserem as empresas de distribuição de energia elétrica.

Dentre as principais adequações de caráter estrutural citam-se: a exploração dos serviços de energia elétrica por terceiros, mediante li-citação, o controle e operação dos sistemas elétricos de forma centralizada, o livre acesso e uso das redes elétricas, a segmentação dasatividades setoriais (geração, transmissão, distribuição e comercialização), criação e regulamentação da comercialização de energia elé-trica e a criação da figura do consumidor livre. De cunho institucional citam-se as criações do regulador e fiscalizador dos serviços, dooperador nacional do sistema interligado, da câmara de comercialização de energia elétrica e da empresa de planejamento energético.

No quadro atual, consolidado pelas leis nº 10.847 e nº 10.848, de 15 de março de 2004, compete:

a) ao Poder Executivo a formulação de políticas e diretrizes para o setor elétrico, subsidiadas pelo Conselho Nacional de PolíticasEnergéticas – CNPE, formado por ministros de Estado, sob coordenação do Ministro de Estado de Minas e Energia;

b) ao Poder Concedente, exercido também pelo Poder Executivo, os atos de outorga de direito de exploração dos serviços de ener-gia elétrica;

c) ao regulador, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a normatização das políticas e diretrizes estabelecidas e a fiscalizaçãodos serviços prestados;

d) ao Operador Nacional do Sistema (ONS) a coordenação e a supervisão da operação centralizada do sistema interligado;

e) à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, sucedânea do Mercado Atacadista de Energia (MAE), o exercícioda comercialização de energia elétrica;

f) à Empresa de Planejamento Energético – EPE a realização dos estudos necessários ao planejamento da expansão do sistema elétri-co, de responsabilidade do Poder Executivo, conduzido pelo Ministério de Minas e Energia – MME; e

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A S P E C T O SI N S T I T U C I O N A I S 2

ASPECTOS INSTITUCIONAIS

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g) aos agentes setoriais (geradores, transmissores, distribuidores e comer-cializadores) a prestação dos serviços de energia elétrica aos consumidoresfinais.

2.1. CONFIGURAÇÃO DO SISTEMAELÉTRICO NACIONALO Sistema Elétrico Nacional é composto pelo Sistema Interligado Nacional(SIN), e pelos Sistemas Isolados, localizados principalmente no Norte doPaís.

2.1.1. SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL(2)

O SIN é formado por empresas das regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste,Nordeste e parte da região Norte. Com tamanho e características quepermitem considerá-lo único em âmbito mundial, o sistema de produ-ção e transmissão de energia elétrica do Brasil é um sistema hidrotérmi-co de grande porte, com forte predominância de usinas hidrelétricas ecom múltiplos proprietários. A Figura 2.1 ilustra de forma simplificada aintegração entre os sistemas de produção e transmissão para o supri-mento do mercado consumidor.

Como as usinas hidrelétricas são construídas em espaços onde melhorse podem aproveitar as afluências e os desníveis dos rios, geralmentesituados em locais distantes dos centros consumidores, foi necessáriodesenvolver no País um extenso sistema de transmissão. Essa distânciageográfica, associada à grande extensão territorial e as variações climá-ticas e hidrológicas do País, tendem a ocasionar excedente ou escassezde produção hidrelétrica em determinadas regiões e períodos do ano. Ainterligação viabiliza a troca de energia entre regiões, permitindo,assim, obterem-se os benefícios da diversidade de regime dos rios dasdiferentes bacias hidrográficas brasileiras.

Desde meados da década de 70, o sistema eletroenergético brasileiro éoperado de forma coordenada, no intuito de se obterem ganhos sinér-gicos a partir da interação entre os agentes. A operação coordenadabusca minimizar os custos globais de produção de energia elétrica, con-templar restrições intra e extra-setoriais e aumentar a confiabilidade doatendimento. Atualmente, no SIN, essa atividade é exercida pelo ONS.

Conceitualmente, a operação centralizada do Sistema Interligado Na-cional está embasada na interdependência operativa entre as usinas, nainterconexão dos sistemas elétricos e na integração dos recursos de ge-

ração e transmissão para atender o mercado. A interdependência ope-rativa é causada pelo aproveitamento conjunto dos recursos hidrelétri-cos, mediante a construção e operação de usinas e reservatórioslocalizados em seqüência em várias bacias hidrográficas. Desta forma, aoperação de uma determinada usina depende das vazões liberadas amontante por outras usinas, que podem ser de outras empresas, aomesmo tempo em que sua operação afeta as usinas a jusante, de for-ma análoga.

A utilização dos recursos de geração e transmissão dos sistemas interli-gados permite reduzir os custos operativos, minimizar a produção tér-mica e reduzir o consumo de combustíveis, sempre que houversuperavits hidrelétricos em outros pontos do sistema. Em períodos decondições hidrológicas desfavoráveis, as usinas térmicas contribuempara o atendimento ao mercado como um todo, e não apenas aos con-sumidores de sua empresa proprietária. Assim, a participação comple-mentar das usinas térmicas no atendimento ao mercado consumidortambém exige interconexão e integração entre os agentes.

2.1.2. SISTEMAS ISOLADOS

Nos Sistemas Isolados, em outubro de 2003, havia 345 centrais elétricasem operação e distribuídas como segue:

• Região Norte: 304;• Estado de Mato Grosso: 36;• Estados de Pernambuco, Bahia, Maranhão e Mato Grosso do Sul: 5.

Tomados em conjunto, esses sistemas cobrem quase 50% do território na-cional e consomem em torno de 3% da energia elétrica utilizada no País. Adistribuição espacial e a listagem das referidas centrais constam, respectiva-mente, na Figura 2.2 e no Anexo 1.

Os mais importantes Sistemas Isolados, do ponto de vista da dimensão doconsumo, são os que atendem às capitais da região Norte – Manaus, PortoVelho, Macapá, Rio Branco e Boa Vista – exceto Belém, que está interligadaao SIN. Nos sistemas de Manaus, Porto Velho e Macapá, a geração de ele-tricidade é hidrotérmica. Em Rio Branco a geração local é puramente térmi-ca, com o suprimento complementado por meio da interligação, em 230 kV,ao sistema de Porto Velho. O sistema que atende Boa Vista e parte do inte-rior do Estado de Roraima passou a ser suprido pela energia importada daVenezuela, por meio de uma interligação, em 230 kV, com o sistema dahidrelétrica de Guri, naquele país. A maioria dos sistemas do interior dessesEstados é suprida por unidades geradoras a diesel.

(2) O conteúdo deste item baseia-se nas informações fornecidas pelo ONS (2003b)


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Fonte: OPERADOR NACIONAL DOS SISTEMAS ELÉTRICOS – ONS. 2003. Disponível em: www.ons.br/ons/sin/index.htm (adaptado).

FIGURA 2.1 Mapa com representação simplificada da integração entre os sistemas de produção e transmissão para o suprimento do mercado consumidor


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Fonte: Elaborado com base em dados da AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL. Banco de Informações de Geração – BIG. 2003. Disponível em: www.aneel.gov.br/15.htm.

FIGURA 2.2 Centrais elétricas que compõem os Sistemas Isolados – Situação em outubro de 2003


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2.2. GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICAConforme mencionado anteriormente, o sistema de geração de ener-gia elétrica do Brasil, com cerca de 91.170 MW instalados, é basica-mente hidrotérmico, com forte predominância de usinas hidrelétricas.A Figura 2.3 mostra a participação dos tipos de centrais de geração nacapacidade instalada no País.

Essas centrais, para efeito de outorga, são objetos de concessão, au-torização ou registro, segundo enquadramento realizado em funçãodo tipo de central, da potência a ser instalada e do destino da ener-gia. Segundo o destino da energia, o empreendimento de geraçãopode ser classificado como autoprodução de energia (APE), produçãoindependente de energia (PIE) ou produção de energia elétrica desti-nada ao atendimento do serviço público de distribuição (SP). A auto-produção é caracterizada quando o agente produz energia para oconsumo próprio, podendo, com a devida pré-autorização, comercia-lizar o excedente (APE-COM). Na produção independente, por suaconta e risco, o agente gera energia para comercialização com distri-buidoras ou diretamente com consumidores livres.

Do capítulo 3 ao 10 é abordada de forma mais detalhada a situaçãodos potenciais de geração segundo as principais fontes primárias de

energia do País. Uma atualização dinâmica destas informações podeser obtida no Banco de Informações de Geração (BIG) disponível nosite da ANEEL (www.aneel.gov.br/15.htm).

A Figura 2.4 permite uma visualização da participação percentual dasfontes renováveis e não renováveis na capacidade instalada para gera-ção de energia elétrica no País.

A redução de impactos ambientais negativos, a promoção de desen-volvimento sustentável e a diminuição de riscos hidrológicos no supri-mento de energia elétrica do País são objetivos que justificam políticastendentes a alterar os percentuais supracitados, como parte de umameta maior de diversificar a matriz energética do País. Nesse sentido,para o SIN, destacam-se incentivos como o Programa de Incentivo àsFontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA) e recursos da Contade Desenvolvimento Energético (CDE), instituídos pela Lei nº 10.438de 26 de abril de 2002. O PROINFA tem como principal meta, a ser al-cançada até 2022, o atendimento de dez por cento do consumo anualde energia elétrica no País por fontes alternativas (eólica, pequenascentrais hidrelétricas e biomassa).

Nos Sistemas Isolados, o principal incentivo ao aproveitamento de fon-tes alternativas é a sub-rogação da CCC – extensão dos benefícios daConta de Consumo de Combustíveis –, em que se prevêem mecanis-mos para induzir a utilização de recursos energéticos locais, a valoriza

Fonte: Elaborado com base em dados da AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL. Bancode Informações de Geração – BIG. 2003. Disponível em: www.aneel.gov.br/15.htm.

FIGURA 2.4 Participação percentual das fontes renováveis enão renováveis na capacidade instalada (MW) para geração de energia elétrica no Brasil –Situação em outubro de 2003

Fonte: Elaborado com base em dados da AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL. Bancode Informações de Geração – BIG. 2003. Disponível em: www.aneel.gov.br/15.htm.

FIGURA 2.3 Participação percentual dos tipos de centraisna capacidade instalada (MW) para geraçãode energia elétrica no Brasil – Situação emoutubro de 2003


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zação do meio ambiente e a maior eficiência econômica e energética.

Como se verá no capítulo 4, a participação nos resultados da exploraçãodos aproveitamentos hidrelétricos ou a compensação financeira por estaexploração constituem instrumentos que propiciam investimentos sociaispara os habitantes das localidades envolvidas. Em 2003, 593 municípiosem 22 Estados brasileiros foram beneficiados com os royalties de Itaipue/ou a compensação financeira dos demais empreendimentos hidrelétri-cos(3), num total de R$ 1,2 bilhão.

2.2.1. CO-GERAÇÃO

A geração termelétrica implica necessariamente a produção de calorresidual, que pode ser aproveitado, ainda que parcialmente, por meioda co-geração. Essa tecnologia consiste na produção simultânea e se-qüencial de calor de processo e potência mecânica e/ou elétrica. Alémde opção importante como geração distribuída de energia elétrica(WALTER; NOGUEIRA, 1997), a co-geração é uma forma de racionali-zação do uso de recursos naturais e de redução de impactos socioam-bientais negativos, particularmente em decorrência da emissão degases de efeito estufa (ABDALAD, 2000; COELHO, 2002). Além da ge-ração de energia mecânica e elétrica, a recuperação de calor residualpode ser destinada a sistemas de aquecimento de fluidos, climatizaçãode ambientes, geração de vapor, secagem de produtos agrícolas etc.

Um sistema padrão de co-geração consiste basicamente em uma tur-bina a vapor ou de combustão (turbina a gás), que aciona um geradorde corrente elétrica, e um trocador de calor, que recupera o calor re-sidual e/ou gás de exaustão, para produzir água quente ou vapor. Des-se modo, gasta-se até 30% menos do combustível que serianecessário para produzir separadamente calor de geração e de proces-so e amplia-se a eficiência térmica do sistema, que pode atingir um ín-dice de 90%.

Grandes empresas brasileiras vêm implantando sistemas de co-geraçãocom a utilização do gás natural ou do próprio lixo industrial. O mate-rial que antes era descartado pela indústria de celulose passou a serutilizado como combustível para aquecer as caldeiras. No Brasil, des-taca-se ainda, na utilização da co-geração, o setor sucroalcooleiro. OCapítulo 5 apresenta mais informações sobre o potencial da co-gera-ção com aproveitamento de biomassa. A Figura 2.6 permite uma pa-norâmica dos sistemas de co-geração em operação no País, os quaisencontram-se listados na Tabela 2.1. Nas Tabelas 2.2 e 2.3 constam,respectivamente, os empreendimentos em construção e aqueles quepossuem autorização, mas ainda não iniciaram construção (apenas ou-torgados). As empresas que investem em co-geração precisam obterautorização para implantação dos seus projetos.

TRANSMISSÃO DE 2.3. ENERGIA ELÉTRICATradicionalmente, o sistema de transmissão é dividido em redes de transmis-são e subtransmissão, em razão do nível de desagregação do mercado con-sumidor. A rede primária é responsável pela transmissão de grandes “blocos”de energia, visando ao suprimento de grandes centros consumidores e à ali-mentação de eventuais consumidores de grande porte. A rede secundária –subtransmissão – é basicamente uma extensão da transmissão, objetivando oatendimento de pequenas cidades e consumidores industriais de grande por-te. A subtransmissão faz a realocação dos grandes blocos de energia – rece-bidos de subestações de transmissão – entre as subestações de distribuição(ELETROBRÁS, 2002).

No entanto, a distinção entre as referidas redes é dificultada pelas caracterís-ticas do sistema, que apresenta vários níveis de tensão e está sempre em evo-lução. A Figura 2.1 e o encarte que acompanha este Atlas permitem umavisualização das redes de transmissão no País. Na Figura 2.5, a subestação deLondrina aparece como um exemplo.

A seleção das propostas para a outorga de concessão de serviço público detransmissão de energia elétrica (construção, operação e manutenção de insta-lações de transmissão da rede básica do sistema elétrico interligado) é feitapor intermédio de licitações. Até o final de 2003, as licitações realizadas pelaANEEL para o sistema de transmissão resultaram em mais de 9.700 km em li-nhas de transmissão, com significativa predominância de empreendedores dainiciativa privada. Na Tabela 2.4 estão listadas todas as linhas de transmissãolicitadas pela ANEEL, segundo identificação no mapa da Figura 2.7, com res-pectivas características. As subestações estão listadas na Tabela 2.5.

Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Superintendência de Concessão eAutorização de Transmissão e Distribuição. 2004.

FIGURA 2.5 Subestação Londrina - PR

(3) Excetuando as caracterizadas como Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH).

Usina Município UF Potência (kW) Proprietário Serviço Fonte Combustível

Açominas Congonhas MG 66.340,00 Aço Minas Gerais S/A APE Outros Gás de Alto Forno

Cogeração International International Paper Paper (Fases I e II) Mogi Guaçu SP 50.500,00 do Brasil Ltda. APE-COM Fóssil Óleo Combustível

Energy Works Energyworks do Kaiser Pacatuba Pacatuba CE 5.552,00 Brasil Ltda. PIE Fóssil Gás Natural

Copesul Triunfo RS 74.400,00 Companhia Petroquímica do Sul PIE Outros Gás de Processo

Globo Duque de Caxias RJ 5.160,00 Globo Comunicações Ltda. APE-COM Fóssil Gás Natural

Energy Works Rhodia Santo André Santo André SP 11.000,00 Energyworks do Brasil Ltda. PIE Fóssil Gás Natural

Suape, CGD e Cabo de Suape, CGD e Koblitz Energia Ltda. Santo Agostinho PE 4.000,00 Koblitz Energia Ltda. PIE Fóssil Gás Natural

Suzano Suzano SP 38.400,00 Companhia Suzano de Papel e Celulose APE Fóssil Gás Natural

Celpav IV Jacareí SP 107.480,00 Votorantim Celulose e Papel S/A APE-COM Biomassa Licor Negro

Barra Grande Usina Barra Grande de Lençóis Lençóis Paulista SP 62.900,00 de Lencóis S/A PIE Biomassa Bagaço de Cana de Açúcar

Coinbra - Cresciumal Leme SP 5.700,00 Coinbra Cresciumal S/A PIE Biomassa Bagaço de Cana de Açúcar

Energy Works Kaiser Jacareí Jacareí SP 8.592,00 Energyworks do Brasil Ltda. PIE Fóssil Gás Natural

São Francisco Sertãozinho SP 6.737,50 Bioenergia Cogeradora Ltda. PIE Biomassa Bagaço de Cana de Açúcar

Lucélia Lucélia SP 15.700,00 Central de Álcool Lucélia Ltda. PIE Biomassa Bagaço de Cana de Açúcar

Santa Adélia Jaboticabal SP 42.000,00 Termoelétrica Santa Adélia Ltda. PIE Biomassa Bagaço de Cana de Açúcar

UGPU (Messer) Jundiaí SP 7.700,00 Sociedade Brasileira Arlíquido Ltda. PIE Fóssil Gás Natural

Guarani - Cruz Alta Olímpia SP 30.000,00 Açúcar Guarani S/A PIE Biomassa Bagaço de Cana de Açúcar

Usina São José da Estiva S/A São José da Estiva Novo Horizonte SP 19.500,00 Açúcar e Álcool PIE Biomassa Bagaço de Cana de Açúcar

PROJAC Central Globo de Produção Rio de Janeiro RJ 4.950,00 TV Globo Ltda. APE Fóssil Gás Natural

Unidade de Geração Cooperativa dos Produtores de Cana, de Energia -Área II Limeira SP 6.000,00 Açúcar e Álcool do Estado de São Paulo APE Fóssil Gás Natural

Energy Works Rhodia Paulínia Paulínia SP 10.000,00 Energyworks do Brasil Ltda. PIE Fóssil Gás Natural

Iguatemi Fortaleza Fortaleza CE 4.794,00 Condomínio Civil Shopping Center Iguatemi APE Fóssil Gás Natural

Cesar Park Business Inpar Construções e Hotel/Globenergy Guarulhos SP 2.100,00 Empreendimentos Imobiliários Ltda. APE Fóssil Gás Natural

Bayer São Paulo SP 3.840,00 Bayer S/A APE Fóssil Gás Natural

CTE Fibra Americana SP 9.200,00 Fibra S/A APE Fóssil Óleo Combustível

Cerradinho Catanduva SP 29.000,00 Usina Cerradinho Açúcar e Álcool S/A PIE Biomassa Bagaço de Cana de Açúcar

EnergyWorks Corn Products Mogi Mogi Guaçu SP 21.400,00 Energyworks do Brasil Ltda. PIE Fóssil Gás Natural

EnergyWorks Corn Products Balsa Balsa Nova PR 10.800,00 Energyworks do Brasil Ltda. PIE Fóssil Gás Natural

Santa Elisa - Unidade I Sertãozinho SP 58.000,00 Companhia Energética Santa Elisa PIE Biomassa Bagaço de Cana de Açúcar

Administradora Carioca de Shopping Carioca Shopping Rio de Janeiro RJ 3.200,00 Centers S/C Ltda. APE-COM Fóssil Gás Natural

IGW/Service Energy São Paulo SP 2.825,00 Telecomunicações de São Paulo S/A APE Fóssil Gás Natural

Santo Antônio Sertãozinho SP 23.000,00 Bioenergia Cogeradora Ltda. PIE Biomassa Bagaço de Cana de Açúcar

Stepie Ulb Canoas RS 3.300,00 Stepie Ulb S/A PIE Fóssil Gás Natural

Inapel Guarulhos SP 1.204,00 Inapel Embalagens Ltda. APE Fóssil Gás Natural

Eucatex Salto SP 9.800,00 Eucatex S/A Indústria e Comércio PIE Fóssil Gás Natural

Bunge Araxá Araxá MG 11.500,00 Bunge Fertilizantes S/A APE Outros Enxofre

Millennium Camaçari BA 4.781,00 Millennium Inorganic Chemicals do Brasil S/A APE Fóssil Gás Natural

Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL. Banco de Informações de Geração – BIG. 2003. Disponível em: www.aneel.gov.br/15.htm.


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TABELA 2.1 Centrais de co-geração em operação no País – Situação em outubro de 2003

TABELA 2.3 Centrais de co-geração apenas outorgadas – Situação em outubro de 2003


S. A. V. - Unisinos São Leopoldo RS 4.600,00 S.A.V - Unisinos APE Fóssil Gás Natural

Shopping Taboão Taboão da Serra SP 3.646,00 TDS Centro Comercial Ltda. APE Fóssil Gás Natural

Praia da Costa Vila Velha ES 3.646,00 Construtora Sá Cavalcanti Ltda. APE Fóssil Gás Natural

Engevix - Limei 1 Limeira SP 6.000,00 Engevix Engenharia Ltda. PIE Fóssil Gás Natural

Rio de Janeiro Refrescos Coca Cola Rio de Janeiro RJ 4.800,00 Rio de Janeiro Refrescos Ltda. APE Fóssil Gás Natural

Juatuba Juatuba MG 5.250,00 Companhia Brasileira de Bebidas PIE Fóssil Gás Natural

Polibrasil Globenergy Mauá SP 23.080,00 Polibrasil Resinas S/A APE Fóssil Gás Natural

EnergyWorks Cabo de SantoRhodia Ster Agostinho PE 10.700,00 Energyworks do Brasil Ltda. PIE Fóssil Gás Natural

Anhanguera Limeira SP 278.290,00 Tractebel Energia S/A PIE Fóssil Gás Natural

São José Engevix - Pinhais 1 dos Pinhais PR 3.000,00 Engevix Engenharia Ltda. PIE Fóssil Gás Natural

Viamão Ambev Viamão RS 4.680,00 Companhia Brasileira de Bebidas APE Fóssil Gás Natural

Estância Ambev Estância SE 4.680,00 Companhia Brasileira de Bebidas APE Fóssil Gás Natural

Engevix - Blu 4 Blumenau SC 11.000,00 Engevix Engenharia Ltda. PIE Fóssil Gás Natural

Engevix - Brus 1 Brusque SC 7.520,00 Engevix Engenharia Ltda. PIE Fóssil Gás Natural

CENPES-Petrobrás Rio de Janeiro RJ 3.200,00 Centro de Pesquisas e Desenvolvimento APE Fóssil Gás Natural

Engevix-Blu 1 Blumenau SC 3.000,00 Engevix Engenharia Ltda. PIE Fóssil Gás Natural


TABELA 2.2 Centrais de co-geração em construção no País – Situação em outubro de 2003


Iguatemi Bahia Salvador BA 8.310,00 Condomínio Shopping Center Iguatemi Bahia APE Fóssil Gás Natural

Camaçari Ambev Camaçari BA 5.256,00 Companhia Brasileira de Bebidas PIE Fóssil Gás Natural

Paraíba Ambev João Pessoa PB 5.256,00 Companhia Brasileira de Bebidas PIE Fóssil Gás Natural

Jaguariúna Jaguariúna SP 7.902,00 Companhia Brasileira de Bebidas PIE Fóssil Gás Natural

Jacareí Jacareí SP 10.500,00 Companhia Brasileira de Bebidas PIE Fóssil Gás Natural



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Fonte: Elaborado com base em dados da AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Banco de Informações de Geração - BIG. 2003. Disponível em: www.aneel.gov.br/15.htm.

FIGURA 2.6 Centrais de co-geração em operação no País – situação em outubro de 2003


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Fonte: Elaborado com base em dados da AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Superintendência de Concessão e Autorização de Transmissão e Distribuição. 2004.

FIGURA 2.7 Linhas de transmissão licitadas ou autorizadas pela ANEEL

Identificação no Subestações Licitação Tensão Extensão mapa (Figura 2.8) Empreendimento interligadas Município / UF (Ano) (kV) Circuito (Km) Situação

LT.1 Taquaruçu - Assis - Sumaré Taquaruçu - Sumaré Sandovalina - Sumaré / SP 1999 440 Simples 505.0 OPERAÇÃO

LT.2 Campos Novos - Blumenau Campos Novos - Blumenau Campos Novos - Blumenau / SC 1999 500 Simples 252.5 OPERAÇÃO

LT.3 Interligação Norte-Sul II Imperatriz - Samambaia Imperatriz / MA 2000 500 Simples 1,278.0 OPERAÇÃO - Samambaia / DF PARCIAL

LT.4 Expansão da Interligação Samambaia - Itumbiara Samambaia / DF 2000 500 Simples 280.0 OPERAÇÃONorte-Sul - Araporã / MG

LT.5 Expansão da Interligação Samambaia - Emborcação Samambaia / MG 2000 500 Simples 295.0 OPERAÇÃONorte-Sul - Araguari/MG

LT.6 Interligação Sudeste Nordeste Serra da Mesa - Sapeaçu Minaçu / GO - Sapeaçu / BA 2000 230 Simples 1,050.0 OPERAÇÃO

LT.7 Expansão da Interligação Bateias - Ibiuna Campo Largo - Ibiúna / PR 2000 345 Duplo 328.0 OPERAÇÃOSul - Sudeste

LT.8 Tucuruí – Vila do Conde C2 Seccionadora Tucuruí- Tucuruí - Barcarena / PA 2000 500 Simples 323.0 OPERAÇÃO- Vila do Conde

LT.9 Expansão da Interligação Tucuruí - Presidente Dutra Tucuruí / PA 2000 500 Simples 924.0 OPERAÇÃONorte - Nordeste C3 - Presidente Dutra / MA

LT.10 Bateias – Jaguariaiva Bateias - Jaguariaiva Campo Largo / PR - Jaguariaiva / PR 2001 230 Simples 137.1 CONSTRUÇÃO

LT.11 Ouro Preto 2 - Vitória Ouro Preto 2 - Vitória Ouro Preto / MG - Vitória / ES 2001 500/345 Simples 370.0 CONSTRUÇÃO

LT.12 Goianinha – Mussure C3 Goianinha - Mussure Condado / PE - João Pessoa / PB 2001 230 Simples 51.0 OPERAÇÃO

LT.13 Chavantes – Botucatu Chavantes - Botucatu Chavantes - Botucatu / SP 2001 230 Simples 137.0 CONSTRUÇÃO

LT.14 Xingó – Angelim Xingó- Angelim Canindé do São Francisco - São João / PE 2001 500 Simples 200.0 OPERAÇÃO

LT.15 Angelim - Campinas Grande Angelim - Campina Grande São João / PE - Campina Grande / PB 2001 230 Simples 186.0 OPERAÇÃO

LT.16 Presidente Médici - Pelotas 3 Presidente Médici - Pelotas 3 Candiota - Pelotas / RS 2002 230 Simples 130.0 CONSTRUÇÃO

LT.17 Uruguaiana - Maçambará Usina de Uruguaiana- Macambará Uruguaiana - Macambará / RS 2002 230 Simples 130.0 CONSTRUÇÃO

LT.18 Macambara - Santo Ângelo Macambará - Santo Ângelo Macambará - Santo Ângelo / RS 2002 230 Simples 205.0 CONSTRUÇÃO

LT.19 Santo Ângelo - Santa Rosa Santo Ângelo - Santa Rosa Santo Ângelo - Santa Rosa / RS 2002 230 Simples 51.0 CONSTRUÇÃO

LT.20 Campos Novos - Lagoa Vermelha Campos Novos - Lagoa Vermelha Campos Novos / SC - Lagoa Vermelha / RS 2002 230 Simples 84.0 CONSTRUÇÃO

LT.21 Lagoa Vermelha - Santa Marta Lagoa Vermelha - Santa Marta Lagoa Vermelha - Passo Fundo / RS 2002 230 Simples 90.0 CONSTRUÇÃO

LT.22 Vila do Conde - Santa Maria Vila do Conde - Santa Maria Barcarena - Santa Maria do Pará / PA 2002 230 Simples 179.0 CONSTRUÇÃO

LT.23 Tijuco Preto - Cachoeira Paulista Tijuco Preto - Cachoeira Paulista Mogi das Cruzes - Cachoeira Paulista / SP 2002 500 Simples 181.0 CONSTRUÇÃO

LT.24 Tucuruí - Açailândia SE Seccionadora Tucuruí - Marabá Tucuruí - Açailândia / PA 2002 500 Duplo / Simples 222.3 CONSTRUÇÃO

LT.25 Itumbiara - Marimbondo Itumbiara - Marimbondo Araporã - Fronteira / MG 2002 500 Simples 212.0 CONSTRUÇÃO

LT.26 Paraíso - Açu Paraíso - Açu Santa Cruz - Açu / RN 2002 230 Simples 135.0 CONSTRUÇÃO

LT.27 LT Londrina - Assis Londrina - Assis Londrina / PR - Assis / SP 2003 525 Simples 120.0 LEILOADA

LT.28 LT Assis - Araraquara Assis - Araraquara Assis - Araraquara / SP 2003 525 Simples 250.0 LEILOADA

LT.29 LT Salto Santiago - Ivaiporã Salto Santiago - Ivaiporã Rio Bonito do Iguaçu - Manoel Ribas / PR 2003 525 Simples 167.0 LEILOADA

LT.30 LT Ivaiporã - Cascavel Oeste Ivaiporã - Cascavel Oeste Manoel Ribas - Cascavel / PR 2003 525 Simples 209.0 LEILOADA

LT.31 LT Teresina II - Sobral III Teresina II - Sobral III Teresina / PI - Sobral / CE 2003 500 Simples 322.0 LEILOADA

LT.32 LT Sobral III - Fortaleza II Sobral III - Fortaleza II Sobral - Fortaleza / CE 2003 500 Simples 219.0 LEILOADA

LT.33 LT Camaçarí II - Sapeaçu Camaçarí II - Sapeaçu Camaçarí - Sapeaçu / BA 2003 500 Simples 106.0 LEILOADA

LT.34 LT Machadinho - Campos Novos Machadinho - Campos Novos Piratuba - Campos Novos / SC 2003 525 Simples 51.0 LEILOADA

LT.35 LT Coxipó - Cuiabá Coxipó - Cuiabá Cuiabá / MT 2003 230 Duplo 25.0 LEILOADA

LT.36 LT Cuiabá - Rondonópolis Cuiabá - Rondonópolis Cuiabá - Rondonópolis / MT 2003 230 Simples 168.0 LEILOADA

LT.37 LT Montes Claros - Irapé Montes Claros - Irapé Montes Claros - Berilo / MG 2003 345 Simples 150.0 LEILOADA


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2

TABELA 2.4 Linhas de transmissão licitadas ou autorizadas pela ANEEL

Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Superintendência de Concessão e Autorização de Transmissão e Distribuição. 2004.

Empreendimento Município / UF Licitação (Ano) Tensão (kV) Situação

Angelim São João / PE 2000 230 / 500 OPERAÇÃO

Itajubá Itajubá / MG 2001 138 / 500 OPERAÇÃO


16

2

DISTRIBUIÇÃO DE 2.4. ENERGIA ELÉTRICA2.4.1. CONCESSIONÁRIAS

Na maioria dos Estados brasileiros, principalmente nas regiões Norte eNordeste, a área de concessão das empresas de distribuição corres-ponde aos limites geográficos estaduais; em outros, principalmenteem São Paulo e no Rio Grande do Sul, existem concessionárias comáreas de abrangência menores. Há, também, áreas de concessão des-contínuas, que ultrapassam os limites geográficos do Estado-sede daconcessionária, como ilustrado na Figura 2.9.

Os contratos de concessão das empresas prestadoras dos serviços dedistribuição de energia estabelecem regras a respeito da tarifa, regu-laridade, continuidade, segurança, atualidade e qualidade dos servi-ços e do atendimento prestado aos consumidores e usuários. Damesma forma, definem penalidades para possíveis irregularidades.

Esse universo de distribuidoras de energia elétrica hoje é constituído por24 empresas privadas, 21 privatizadas, 4 municipais, 8 estaduais e 7 fe-

derais (ver Tabela 2.6). No Brasil, segundo o controle acionário, cerca de60% da energia elétrica são distribuidos por empresas cujo o controleacionário é privado, como pode ser observado na Figura 2.8.

2.4.2. PERMISSIONÁRIAS E AUTORIZADAS (COOPERATIVAS DE ELETRIFICAÇÃO RURAL)

As cooperativas de eletrificação rural (CERs), atualmente em processo deregularização na ANEEL, atuam em aproximadamente 1.402 municípios(4),o que corresponde a 25% do total de municípios brasileiros, atendendoem torno de seiscentos mil consumidores em todo o País, concentradosnas regiões Sul, Sudeste, Nordeste e Centro-Oeste (ver Tabela 2.7), con-forme Figura 2.10. Desse universo atendido, cerca de 75% dos benefici-ados são rurais e 25% urbanos.

A delimitação das áreas de atuação das CERs (listadas no Anexo 2) naárea das concessionárias distribuidoras de energia está sendo realizada deacordo com a Resolução ANEEL n° 12, de 11 de janeiro de 2002. As CERspoderão ser regularizadas como permissionárias de serviços públicos deenergia elétrica ou como autorizadas. A cooperativa titular de autoriza-ção será classificada como consumidor rural.

FIGURA 2.8 Participação das distribuidoras no mercado de energia elétrica, segundo o controle acionário

TABELA 2.5 Subestações licitadas ou autorizadas pela ANEEL

Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Superintendência de Estudos Econômicos do Mercado. 2004.(*) A CEMAR, privatizada em 15/06/2000, foi considerada como controle acionário público, pois está sob intervenção do Governo Federal, de acordo com a Resolução ANEEL nº 439, de 21 de agosto de 2002.


(4) Conforme informado pelas cooperativas.


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2

FIGURA 2.9a Áreas de abrangência das concessionárias de distribuição de energia elétrica



18

2

FIGURA 2.9b Áreas de abrangência das concessionárias de

distribuição de energia elétrica


TABELA 2.6 Concessionárias distribuidoras atuantes no Brasil

Concessionária Controle Acionário Estados de Atuação

AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia – AES SUL Privatizada RS

Bandeirante Energia – BANDEIRANTE Privatizada SP

Boa Vista Energia – BOA VISTA Federal RR

CAIUÁ – Serviços de Eletricidade – CAIUÁ Privada SP

Centrais Elétricas de Carazinho – ELETROCAR Municipal RS

Centrais Elétricas de Rondônia – CERON Federal RO

Centrais Elétricas do Pará - CELPA Privatizada PA

Centrais Elétricas Mato-grossenses - CEMAT Privatizada MT

Centrais Elétricas Santa Catarina - CELESC Estadual SC, PR

Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro - CERJ Privatizada RJ, MG

Companhia Paulista de Energia Elétrica – CPEE Privada SP

Companhia Sul Sergipana de Eletricidade - SULGIPE Privada SE

Companhia Campo-larguense de Energia – COCEL Municipal PR

Companhia de Eletricidade Nova Friburgo – CENF Privada RJ

Companhia de Eletricidade do Acre - ELETROACRE Federal AC

Companhia de Eletricidade do Amapá – CEA Estadual AP

Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia - COELBA Privatizada BA

Companhia de Energia Elétrica do Estado do Tocantins – CELTINS Privada TO

Companhia Energética da Borborema – CELB Privatizada PB

Companhia Energética de Alagoas – CEAL Federal AL

Companhia Energética de Brasília – CEB Estadual DF

Companhia Energética de Goiás – CELG Estadual GO

Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG Estadual MG

Companhia Energética de Pernambuco – CELPE Privatizada PE

Companhia Energética de Roraima – CER Estadual RR

Companhia Energética do Amazonas – CEAM Federal AM

Companhia Energética do Ceará – COELCE Privatizada CE

Companhia Energética do Maranhão – CEMAR Privatizada MA

Companhia Energética do Piauí – CEPISA Federal PI

Companhia Energética do Rio Grande do Norte – COSERN Privatizada RN

Companhia Estadual de Energia Elétrica – CEEE Estadual RS

Companhia Força e Luz Cataguazes-Leopoldina – CAT-LEO Privada MG, RJ

Companhia Força e Luz do Oeste – CFLO Privada PR

Companhia Hidrelétrica São Patrício – CHESP Privada GO

Companhia Jaguari de Energia – JAGUARI Privada SP

Companhia Luz e Força Mococa – CLFM Privada MG, SP

Companhia Luz e Força Santa Cruz – CLFSC Privada SP, PR

Companhia Nacional de Energia Elétrica – CNEE Privada SP


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2

Concessionária Controle Acionário Estados de Atuação

Companhia Paranaense de Energia – COPEL Estadual PR, SC

Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL Privatizada SP

Companhia Piratininga de Força e Luz Privatizada SP

Companhia Sul Paulista de Energia - CSPE Privada SP

Cooperativa Aliança – COOPERALIANÇA Privada SC

Departamento Municipal de Eletricidade de Poços de Caldas – DMEPC Municipal MG

Departamento Municipal de Energia de Ijuí – DEMEI Municipal RS

Elektro Eletricidade e Serviços – ELEKTRO Privatizada SP, MS

Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema – EEVP Privada SP

Empresa Elétrica Bragantina – BRAGANTINA Privada MG, SP

Empresa Energética de Mato Grosso do Sul – ENERSUL Privatizada MS

Empresa Energética de Sergipe – ENERGIPE Privatizada SE

Empresa Força e Luz João Cesa - JOÃO CESAR Privada SC

Empresa Força e Luz Urussanga – EFLUL Privada SC

Empresa Luz e Força Santa Maria – ELFSM Privada ES

Espírito Santo Centrais Elétricas - ESCELSA Privatizada ES

Força e Luz Coronel Vivida – FORCEL Privada PR

Hidrelétrica Panambi – HIDROPAN Privada RS

Iguaçu Distribuidora de Energia Elétrica Privada SC

Light Serviços de Eletricidade – LIGHT Privatizada RJ

Manaus Energia Federal AM

Metropolitana Eletricidade de São Paulo – ELETROPAULO Privatizada SP

Muxfeldt, Marin & Cia – Muxfeldt Privada RS

Rio Grande Energia – RGE Privatizada RS

S/A de Eletrificação da Paraíba - SAELPA Privatizada PB

Usina Hidroelétrica Nova Palma - UHENPAL Privada RS


20

2

2.4.3. QUALIDADE NA PRESTAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO

O desempenho das empresas distribuidoras referente à continuidade do servi-ço prestado de energia elétrica é medido com base em indicadores de conjun-to e individuais, segundo Resolução ANEEL nº 024, de 27 de janeiro de 2000.

Os indicadores de conjunto são denominados DEC e FEC. O DEC (DuraçãoEquivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) indica o número de

horas em média que um determinado conjunto de unidades consumidoresfica sem energia elétrica durante um período, geralmente mensal. Já o FEC(Freqüência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) indicaquantas vezes, em média, houve interrupção nas unidades consumidoras (re-sidência, comércio, indústria etc). A evolução dos indicadores DEC e FEC emcada região e no País está ilustrada nas Figuras 2.11 e 2.12, respectivamente.

Os indicadores individuais, destinados a aferir a qualidade prestada dire-tamente ao consumidor, são: DIC, FIC e DMIC. Os indicadores DIC (Dura-

Concessionárias distribuidoras atuantes no Brasil (cont.)


TABELA 2.7 Quantitativo de cooperativas de eletrificação rural por estado

Região Nº de cooperativas Nº de municípios de atuação

Norte 1 3

Rondônia 1 3

Nordeste 41 459

Piauí 1 38

Maranhão 1 12

Ceará 12 18

Rio Grande do Norte 8 169

Paraíba 7 85

Pernambuco 11 148

Sergipe 1 1

Centro-oeste 18 191

Mato Grosso do Sul 4 32

Mato Grosso 1 9

Goiás 13 150

Sudeste 23 191

Minas Geraes 1 28

Rio de Janeiro 5 18

São Paulo 17 145

Sul 43 546

Paraná 7 39

Santa Catarina 21 120

Rio Grande do Sul 15 387

TOTAL 126 1.402


21

2

ção de Interrupção por Unidade Consumidora) e FIC (Freqüência de Inter-rupção por Unidade Consumidora) indicam, respectivamente, por quantotempo e o número de vezes em que uma unidade consumidora ficou se-m energia elétrica, durante um período considerado. O DMIC (DuraçãoMáxima de Interrupção por Unidade Consumidora) é um indicador que li-mita o tempo máximo de cada interrupção ocorrida no período de ummês, impedindo que a concessionária deixe o consumidor sem energiaelétrica durante um tempo muito longo.

Um outro instrumento permite a avaliação da melhoria da prestação dosserviços de energia elétrica, a partir da visão e satisfação do consumidorresidencial. Trata-se do Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor (IASC),resultante de pesquisa anual que a ANEEL realiza para avaliar o grau de

satisfação dos consumidores residenciais com os serviços prestados pelasempresas distribuidoras de energia elétrica. A pesquisa é feita por amos-tragem, com a aplicação de questionários diretamente aos consumidorese abrange toda a área de concessão das 64 distribuidoras no País.

O IASC gera indicadores comparáveis por região e porte de empresa, re-velando a percepção global do setor e possibilitando análises comparativascom índices internacionais de satisfação do consumidor (ver Figura 2.13a).Também compõe o cálculo de um componente do reajuste tarifário (Fa-tor x). A partir da pontuação obtida pela concessionária distribuidorachega-se ao valor a ser utilizado no cálculo do Fator x, o qual será aplica-do no reajuste tarifário anual imediatamente posterior à data da pesquisa.

Fonte: Elaborado com base em dados da AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Superintendência de Concessão e Autorização de Transmissão e Distribuição. Aviso de instauração do processo administrativo de regularização das CERs. 2000.


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2

FIGURA 2.10 Distribuição das cooperativas de eletrificação em todo o País (sedes)

Fonte: Elaborado com base em dados da AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Superintendência de Concessão e Autorização de Transmissão e Distribuição. Aviso de instauração do processo administrativo de regularização das CERs. 2000.


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2

FIGURA 2.11 Evolução do DEC para cada região do País

A partir desse índice foi instituído ainda o prêmio “Índice ANEEL de Sa-tisfação do Consumidor – IASC”, um diferencial de estímulo à melhoriados serviços prestados ao consumidor residencial. As empresas distribui-doras são agrupadas por critérios regionais e por número de unidadesconsumidoras. Assim, aquelas que têm melhor avaliação em cada cate-goria recebem, além do troféu, o SELO IASC – marca que pode ser utili-zada nas contas de energia elétrica e material institucional da empresa.

Na Figura 2.13b são apresentados os resultados do IASC 2001, 2002e 2003, o resultado do ACSI (American Consumer Satisfaction Index)de 2003 para as empresas de Utilities de Energia Elétrica, o resultadodo ECSI (European Consumer Satisfaction Index) global para 2001, eo HKCSI (Hong Kong Consumer Satisfaction Index) de 2002 paraEmpresas de Eletricidade naquela localidade.

COMERCIALIZAÇÃO DE 2.5. ENERGIA ELÉTRICAOs Agentes Comercializadores de Energia Elétrica são empresas quenão possuem sistemas elétricos e que, sob autorização, atuam exclu-sivamente no mercado de compra e venda de energia elétrica paraconcessionários, autorizados ou consumidores que tenham livre op-ção de escolha do fornecedor (consumidores livres).

Até julho de 2003, encontravam-se autorizadas 46 empresas a atuarcomo comercializadoras de energia, conforme Tabela 2.8. A Figura2.14 apresenta a evolução do montante comercializado por essesagentes no âmbito do MAE(5).

(5) O art. 5º da Lei nº 10848, de 15 de março de 2004, estabelece que a Câmara de Comercializção de Energia Elétrica (CCEE) sucederá ao MAE.

Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição. 2004.


24

2

FIGURA 2.12 Evolução do FEC para cada região do País

FIGURA 2.13a IASC global e por região 2000-2003


Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. IASC 2003 - índice ANEEL de satisfação do consumidor; resultados gerais. 2003. Disponível em:www.aneel.gov.br/15.htm/PDF/RELATORIO_GERAL_IASC_2003_%20VGF.pdf.


25

2

DESCENTRALIZAÇÃO 2.6. (AGÊNCIAS ESTADUAIS)A ANEEL delega algumas de suas atividades às unidades da Federação,por meio de convênios de cooperação firmados com agências criadas, porleis estaduais, com a finalidade de regular e fiscalizar os serviços públicos.

Dentre as atividades delegadas às agências conveniadas destacam-sea fiscalização, mediação, ouvidoria e o apoio às ações de regulação.Até 2003, treze Estados já haviam assinado convênios com a ANEEL;outras agências estaduais, já criadas, encontram-se em entendimento

com a ANEEL para obter a delegação de atividades (ver Figura 2.15).Com a descentralização das atividades, a ANEEL pode prestar serviçoscada vez mais ágeis e próximos do consumidor e dos agentes seto-riais, adaptando suas ações à realidade local.

PROGRAMAS DE PESQUISA & DESENVOLVIMENTO E EFICIÊNCIA2.7. ENERGÉTICA (LEI Nº 9.991/2000)

A obrigação das empresas do setor elétrico de investir em pesquisa & de-senvolvimento (P&D) e eficiência energética teve início como cláusula con-tratual. Posteriormente, essa obrigação foi estabelecida na Lei nº 9.991, de24 de julho de 2000, quando se fixaram novos percentuais, baseados naReceita Operacional Líquida (%ROL), para investimentos mínimos em P&De eficiência energética (conforme Tabela 2.9), e ampliou-se a abrangênciade agentes do setor elétrico comprometidos com os investimentos.

Dos recursos destinados à pesquisa e desenvolvimento, 40% são para oFundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico - FNDCT,20% para o Ministério de Minas e Energia(6) e o restante, assim como os re-cursos para eficiência energética, aplicados em programas desenvolvidospelas empresas em ciclos anuais, segundo os regulamentos estabelecidospela ANEEL. Nas Tabelas 2.10 e 2.11 constam os resultados obtidos e inves-timentos em cada ciclo para Eficiência Energética e P&D, respectivamente.

FIGURA 2.14 Evolução do mercado das comercializadoras (negociado no MAE)

(6) A fim de custear os estudos e pesquisas de planejamento da espansão do sistema energético, bem como os estudos de inventário e de viabilidade necessários ao aproveitamento dos potenci-ais hidrelétricos (segundo o art. 12 da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004).

FIGURA 2.13b Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor (IASC) e alguns dos principais parâmetros internacionais

Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. IASC 2003 - índice ANEEL de satisfação do consumidor; resultados gerais. 2003. Disponível em:www.aneel.gov.br/15.htm/PDF/RELATORIO_GERAL_IASC_2003_%20VGF.pdf.

Fonte: Elaborado com base em dados do MERCADO ATACADISTA DE ENERGIA. SINERCOM - Sistemade contabilização e liquidação. 2004.

TABELA 2.8 Agentes comercializadores em atuação no país

Empresa Sede

TRADENER Ltda. Curitiba – PR

Centrais Elétricas Brasileiras – ELETROBRÁS Rio de Janeiro –RJ

TRADENERGY - Empresa de Comercialização de Energia Elétrica Ltda. Curitiba – PR

ENRON São Paulo – SP

ENERGY Consultoria e Participações Ltda. Campo Grande – MS

ATI - Geração, Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica Brasília – DF

Cia de Interconexão Energética – CIEN Rio de Janeiro – RJ

CCP Energia Ltda. Rio de Janeiro – RJ

CSN Energia S.A. Rio de Janeiro – RJ

AES TRADING Ltda. São Paulo – SP

AES INFOERNERGY LTDA. Rio de janeiro – RJ

COENEL Consultoria em Energia Ltda. Bento Gonçalves – RS

Pactual Agente Comercializador de Energia Ltda. São Paulo – SP

Razão Energy Consultoria e Participações Ltda. São Paulo – SP

Brascan Energy Trader Ltda. Rio de Janeiro – RJ

Itambé Energética S.A. Curitiba – PR

Duke Tranding do Brasil Ltda. São Paulo – SP

Modal Energy S.A. Rio de Janeiro – RJ

Guaraniana Comércio e Serviços S.A. Recife – PE

VOTENER – Votorantim Comercializadora de Energia Ltda. São Paulo – SP

CMS Comercializadora de Energia Ltda. São Paulo – SP

ECE – Empresa Comercializadora de Energia Ltda. São Paulo – SP

Rede Comercializadora de Energia S.A. São Paulo – SP

ENERTRADE - Comercializadora de Energia S.A. São Paulo – SP

EL PASO Rio Grande Ltda. Rio de Janeiro – RJ

Multiner Trader Ltda. Rio de Janeiro – RJ

EL PASO COMERCIALIZADORA DE ENERGIA LTDA. Rio de Janeiro – RJ

União – Comercializadora de Energia Ltda. São Paulo – SP

ELECTRA Comercializadora de Energia Elétrica Ltda. São Paulo – SP

Comercializadora de Energia Elétrica Ltda. – CENEL Cuiabá – MT

COMERC Comercializadora de Energia Elétrica Ltda. São Paulo – SP

Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE Rio de Janeiro – RJ

Delta Comercializadora de Energia Ltda. São Paulo – SP

CPFL Comercialização Brasil Ltda. Campinas – SP

Tractebel Energia Comercializadora Ltda. Florianópolis – SC

Petrobrás Energia Ltda. Rio de Janeiro – RJ

Vale do Rio Doce Energia Ltda. Rio de Janeiro – RJ

CLION Assessoria e Comercialização de Energia Elétrica Ltda. Porto Alegre – RS

Rima Energética Ltda. Bocaiúva – MG

DUKE Energy International Brasil Marketing Ltda. São Paulo – SP

ECOM ENERGIA Ltda. São Paulo – SP

IBS Comercializadora Ltda. São Paulo – SP

Elektro Comercializadora de Energia Ltda. Campinas – SP

Iguaçu Comercializadora de Energia Elétrica Ltda. Xanxerê – SC

COPEN – Cia Paulista de Energia Ltda. São Paulo – SP


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2

Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Superintendência de Estudos Econômicos do Mercado. 2004.


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2

FIGURA 2.15 Mapa com as agências estaduais e situação quanto à celebração dos convênios

Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. 2004. Disponível em: www.aneel.gov.br.

TABELA 2.11 Resultados obtidos e investimentos em P&D

Ciclo Número de empresas Número de Investimentoparticipantes Projetos (milhões de R$)

1998 / 1999 13 63 12,9

1999 / 2000 43 164 29,7

2000 / 2001 67 439 113,13

2001 / 2002 72 535 156,2

2002 / 2003 (até 31/12/2003) 85 468 133,6

Período 1998 - 2003 – 1.669 445,8

TABELA 2.10 Resultados obtidos e investimentos em eficiência energética

Ciclo Número de empresas Investimento Demanda retirada Economia departicipantes (milhões de R$) da ponta (MW) Energia (GWh/ano)

1998 / 1999 17 196 250 755

1999 / 2000 42 230 370 1.020

2000 / 2001 64 165 496 1.932

2001 / 2002 64 185 556 2.166

Período 1998 - 2002 – 776 1.672 5.873

2002 / 2003 (previsão) 64 200 600 2.340

TABELA 2.9 Regras para aplicação dos recursos em P&D e eficiência energética

Regra de transição Regra definitiva

Empresa P&D (%ROL) Eficiência (%ROL) Prazo de validade P&D (%ROL) Eficiência (%ROL) Prazo de validade

Geração* 0,25** 1,00 – Até 31/12/2005 1,00 – Após 31/12/2005

Transmissão – – – 1,00 – Após celebração de contrato

Distribuição 0,50 0,50 Até 31/12/2005 0,75 0,25 Após 31/12/2005

Fonte: Elaborado com base em dados de BRASIL. Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000. Dispõe sobre realização de investimentos em pesquisa e desenvolvimento e em eficiência energética por parte das empresasconcessionárias, permissionárias e autorizadas do setor de energia elétrica e dá outras providências. Diário Oficial [da] República Federativa do Brasil, Brasília, DF, 25 jul. 2000.(*) Excluindo-se, por isenção, as empresas que geram energia, exclusivamente, a partir de instalações eólicas, solares, de biomassa e pequenas centrais hidrelétricas.(**) Percentual válido para as empresas Tractbel, AES-Tietê e Duke Energy.


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Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Superintendência de Regulação da Comercialização da Eletricidade. 2004.


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